Household storage and experimental energy management : the E.ON Hållbarheten project

The present work assesses and re-elaborates experimental measurements of active power performed on 58 passive household appliances and 2 local generating units (photovoltaic panels and wind turbine). The data were retrieved on the field inside a residential unit from the Hållbarheten complex, a modern and innovative building created by the company E.ON Sverige AB and situated in Malmö, Sweden. The power measurements were sampled with a 1-second resolution over an observation window of 131 days between September 2013 and February 2014. The first part of this study consists in the re-elaboration of such data into discretized power curves with a time resolution of 15 minutes. The curves served then as an input to a MATLAB model, simulating the operation of a Battery Energy Storage System (BESS) over the 131 assessed days. Considered that the price for electricity varies hourly through the Real-Time Pricing (RTP) scheme associated to the Nordpool Elspot Market, technical and economical impacts of the BSS were analyzed. Three main scenarios were simulated: an ideal battery to store energy from the local generating units (RES integration); an ideal battery also operating retail-energy time shift (arbitrage); non-ideal Lithium-Ion and Lead-Acid batteries operating both RES integration and arbitrage. Several battery sizes were investigated and several power thresholds were imposed on the activation of the battery. Different Lithium-Ion and Lead-Acid battery combinations were selected and ranked according to their effectiveness in operating peak shaving and/or energy arbitrage over the apartment demand in active power. The results were then confirmed and validated by projecting the simulation over a one-year horizon. Eventually, the imposition of physical constraints and internal losses in the batteries model resulted in higher costs for the provision of electricity than in the current scenario (absence of battery). Therefore, a sensitivity analysis is performed and alternative pricing strategies are investigated.

Questa tesi propone l’analisi e la rielaborazione di misurazioni di potenza attiva effettuate su 50 carichi domestici e 2 unità di generazione (impianto fotovoltaico e generatore mini-eolico) all’interno di un’unità residenziale abitativa del complesso “Hållbarheten”, gestito dalla compagnia E.ON Sverige AB e situato nella città di Malmö, in Svezia. Le misurazioni iniziali sono state effettuate con una risoluzione al secondo, su una finestra di osservazione di 131 giorni fra Settembre 2013 e Febbraio 2014. La prima parte dello studio ha previsto la validazione delle misure e l’aggregazione di tali dati in curve di carico con una risoluzione temporale di 15 minuti. Con le curve di carico così ottenute è stato poi simulato in MATLAB l’esercizio di un sistema di accumulo elettrochimico (batteria), di cui sono stati valutati impatti tecnici ed economici, considerando il sussistere di un regime di Real-Time Pricing (RTP) legato al mercato a pronti “Nordpool Elspot”. Sono stati simulati tre scenari principali: batteria ideale per l’integrazione delle unità di generazione da fonti rinnovabili; batteria ideale regolata ai fini di arbitraggio dell’energia rispetto a tariffe dinamiche variabile di ora in ora; batterie di tipo Litio-Ione e Piombo-Acido operanti entrambi i servizi. Per ciascuna batteria sono state investigate diverse taglie e soglie di attivazione in potenza. Le batterie sono poi state classificate a seconda della loro efficacia nell’operare peak-shaving e/o arbitraggio e i risultati sono stati validati proiettando le simulazioni su un arco temporale di un anno. Infine, con l’introduzione delle ipotesi di realtà sulle batterie (efficienze in fase di carica e scarica, efficienza dell’inverter e limitazioni della massima potenza in ingresso e in uscita alla batteria) è stato osservato un aumento dei costi per l’energia elettrica sui 131 giorni simulati. Pertanto è stata effettuata un’analisi di sensitività sui prezzi per l’energia e sono state discusse nuove possibili strategie di tariffazione al fine di rendere profittevole l’adozione di un accumulo elettrico per applicazioni residenziali.